又获得一枚专业勋章,那还是回来修改一下。
有的小国,单独看没意义,比如丹麦这种,本身电网就和别的大国串一起的。新能源出力多了就卖给邻国,少了就从邻国买电,本身不是单独的电网。
大国,代表的三个,德国,西班牙,英国,电网有一定的独立性,最主要最主要的原因是,他们的火电其实是靠天然气的,我们的煤电调峰能力比较弱,燃气轮机调峰能力大概是煤电的两三倍。
在欧洲燃气发电比例普遍都在百分之二十到三十,
燃气轮机和相比火电的蒸汽轮机,有两个巨大的优势,这里不比较热效率等等,一个是调节功率速度快,比如从满功率调节到百分之50的功率,燃气轮机可能一分钟到几分钟内就完成,火电主要是那边靠烧水,速度就没这么快。第二,可调节范围比火电大,燃气轮机好像可以调节到额定功率的百分之二十,但是火电普遍的水平就只能调节到百分之65。另外最新的新闻是国家下拨一笔专项经费,科研攻关后,实验机组可以把最低功率下调到百分之30.但是整个中国火电比例很高,机组可能上千,整个改造又是一笔巨大的资金,还有几年的周期时间,而且考虑火电是漫长的几十年建立的,可能老机组也不适合改造,北方火电有一大批是热电机组,除了发电,还有冬季供暖的重任,估计全国几年时间里能改造的,2到4亿千瓦,(全国火电机组装机11亿千瓦)。
第二个主要原因是欧洲的风电大量接入了海洋风能,北海地区海洋风能已经成熟,如果总的新能源比例是百分之四十到五十,海洋风能就占了大约百分之十。比如英国,风电发电量占总发电量的比例是20%,其中,陆上发电量,和海上发电量,都是百分之10。海上风力要比陆地风力稳定的多,个别海上风能年出力有4000小时左右,稳定性和火电都差不多(参考我过火电年出力数也在4000小时左右)。
最后,也就是常规技术,比如不同国家电网互通。建设一批抽水蓄能电站,
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下面是评论区回答的一个问题,觉得有意义,也更新到答案里把,
很多东西,肉眼看见壮观,但是没看到本质,青海新能源厉害的前提是水电厉害,黄河上游,龙羊峡等等一串的水电站,风光水互补,水电可以随时拉闸,让风电,光伏尽情发电,资源情况好的时候,青海可以关闭所有的火电,就让光伏和和风电配合水电站发电,
风电,光伏能不能大发电的原因不是成本,这两个在西北很快成本就做到1毛钱了,关键是稳定性,甘肃新疆,就比较麻烦,所以资源最好的,应该是黄河几字湾,包括陕北,榆林一带,阴山北面。风电的一个问题,不光是风大,还要风稳,在这个前提下,尽量距离目标用电地区近一点,降低送电成本,这个地方距离华北600到1000公里,机会最大,
这是风力资源的情况
这是光伏资源的情况,
我们一定要明白,中国的电网规模和欧洲国家的电网规模是不同的,不要强行比较,也不要说什么你看看隔壁家的德国为什么新能源就搞得这么好、渗透率那么高,你中国自己怎么就不行呢?
很简单。
化学里面有句名言:离开剂量谈毒性是耍流氓。类似的话也适用于电力行业:离开规模谈渗透率是耍流氓。如果中国只有德国这个体量,并且能够借助欧盟一体化在新能源出力高峰将电大规模卖出,那么中国达到和德国类似的水平指日可待,不要低估我国集中力量办大事的能量,其实青海省在去年六月就已经宣称全清洁能源供电一周了。但是就算是在德国这种工业高度发达的地方,并且有周边一溜敢怒不敢言的小弟有时候不得不含泪接收德国高峰时期的新能源发电,德国电网由于渗透率过高,不得不常常对电力输送采用大范围的人为干预措施,而且德国居民用电成本十分之高,这种甘愿为新能源买单的情怀只可能出现在发达国家,在我国可行性不高。
德国的气候条件与经济条件(发达且稳定)决定了它可以采用陆地分散式风力发电。德国的风电绝大多数小于50MW,能够就近接入当地110kV变电站。分散式保证了风险的对冲,特别是对于风电的波动以及解列。
但是中国则不然,中国是典型的负荷中心与发电中心不协调国家,东南地区经济发达,为负荷中心,但是缺煤、少光、缺风;西北、西南地区经济相对落后,但是煤多、水多、风多、光多。这种不协调决定了中国的清洁能源利用智能寄希望于打造数十个超大型清洁能源发电中心,然后通过特高压通道(直流或者交流)输送到东南负荷中心(顺便说一句,南方电网当年成立的主要任务就是西电东输,可以说没有西电东输就没有南方电网)。
这种集中发电、集中运输,又将风电的反调节性、波动性、不稳定性极大的放大了。
想高渗透率不难,只要地方小,例如冰岛早在2016年以前就已经站在了人类现阶段能源利用的顶峰:全国99.99%的电力来源于新能源。
或者虽然地方大了些,但是有更大的电网能够满足自己新能源的任性。2015年四川的全社会发电量中非化石能源发电量占比就已经达到了86.1%,而四川的总体用电体量比英国还略胜一筹;而2018年,国网秀了一把“青海七日”的活动,连续七天168小时,青海所有的电力都由清洁能源提供。其实这没有太大的技术难度,因为青海体量小、全国网络大。
一句话,一切不看体量的比较都是耍流氓。
如果问题最终归因,就会发现根本在于电价。
欧盟的电价是完全市场化,目前价格如下:
法国发电已经涨到每兆瓦时382.08欧元(约合2750元人民币),西班牙是339.84欧元(约合2446元人民币),德国是331.37欧元(约合2385元人民币)
一度电折合2.3-2.7元。
这电价真的可以做很多事情啊。
首先风光的度电成本已经降到了5毛以下,这成本在欧盟利润空间大的很,足可以投入资金到调峰调频方面,所以欧盟火电不靠发电赚钱,靠调峰就够了。
换到国内,居民电价最低0.58,工商业电价1元,就算以1元价格算,如果电网要调峰,给火电0.3-0.4元的辅助服务补贴,扣除风光的上网电价,这中间利润就基本没了。
比较好的方式是发电企业自身具备调节能力,出力稳定,形成虚拟电厂,风光和水、火捆绑,自我调节,调峰成本内部消化。但这也是需要适当提高上网电价的,最终也是调电价。
总而言之,你认为,我国电价实际上是过低的,不利于行业发展的。当然,总体电价我们还是应该低于欧美,这也是保持制造业竞争力的成本优势。
ps:调电价我认为比较好的方式是居民电价底价不变,提高阶梯电价(也是富人补贴穷人);工商业,高耗能行业,收取碳税。
市场经济,有短缺就涨价呗。电只给用得起的人用。用不起?大街就在那里,请。
梵蒂冈、圣马力诺、摩纳哥、列支敦士敦都没有一个发电站。
许多欧盟国家连一个发电站都不建,却完全不缺电,他们是如何调峰、应对电力短缺的?
境外电力互补,但是最重要的还是燃气轮机快速变负荷,现在国内也在搞风火一体化打捆运营,火电机组用来调峰,新能源一旦拉胯立刻快速升负荷。
煤电机组的问题是调峰能力不如燃机,燃机可以热备用,从接令到并网15分钟,甚至一天两次启停机,早高峰起一次,晚高峰起一次,其他时间待命,而煤电一次启机得一天,现在的策略是进行灵活性改造,660机组平时带一个170负荷,一方面可以充做电网基荷,有需要就快速升负荷。
所谓的新能源,本质上是能源替代,也就是以风代煤,以风代气,看待一个国家的电力装机容量时,千万不要被新能源给迷惑,你可以把他当做煤炭来看,不要把新能源看做是有效装机,新能源的竞争对手不是火电,而是化石能源。
某火电厂2台660超超临界燃煤机组全年供电煤耗280,一吨煤1200,那么不考虑他所有开支,他发一度电成本就是3.36毛,上网电价才3毛5,亏得妈的不认识了,现在运气来了,这个电厂附近正好有优越的风光资源,这个发电集团于是又在这个旁边搞了1000mw新能源,算上装机成本度电成本也才两毛,现在这个风火一体化电厂装机总容量从过去的1320变成2320了,但是我们还是把它当成1320的纯煤电厂,总发电量不变,这个厂只要风电能发电,煤机就偷懒,风电不行了煤机再出来顶上,一年下来风电发10亿度电,这个电厂也能多赚1.3亿,因为煤的成本省掉了。
举个例子,某国最高用电负荷是一亿千瓦,如何来规划电力装机呢?很简单,什么都不要管,先拍一亿千瓦煤电或者燃机,这个是你的保命本钱,一旦新能源或者水电拉胯,保证他能顶上来。也就是说,假如你能源是充足的,不论有没有新能源,你优先建设目标就是保证火电能够满足极限负荷。
铺新能源的目的是减煤,减气,你用电负荷一亿千瓦,现在你有足够煤电了,再铺一亿千瓦风电水电,这些能源是白嫖来的,他们发一点,火电厂就能少用一点能源。
什么意思你明白了吧?新能源本质上是不是替代火电,而是建在大山和水库里的煤矿,新能源多发点电,煤矿就能多挖几年。建新能源需要成本,但是成本是在往下走的,煤矿现在成本低,但是随着越挖越深,成本是在往上走的,如果有一天,造几台风机的成本远远低于挖煤了,新能源价值不就出来了?
现在新能源有哪些问题?第一还是太贵了,早年单位容量下新能源造价成本是火电的4倍,现在也有两三倍,也就是说,一个发展中国家要满足电力需求,本来1000亿能解决的问题,现在要乘5。
第二是新能源跟传统能源顶牛的问题,其实国内电力行业一直是畸形的,电价就那么点,电网,电厂,煤矿三家分,电网老大哥先吃饱,省下煤矿电厂两老哥抢着吃,总会有一个要挨饿,早年推动煤电一体化运营,发电公司嫌弃煤矿不赚钱瞧不上人家,如华润电力把煤矿卖了个精光,现在煤价暴涨,又撒泼打滚求包养。
新能源跟火电也是这样,新能源是无效装机,但是他赚钱啊,总有些小机灵鬼看出来,我只要全是新能源,那么调峰这种擦屁股的烂活自有人去,如长江电力,中广核,从整个国家的宏观来看,新能源越多越好,但是下面肉怎么分可就有讲究了,最好的策略自然是,新能源与调峰能源打捆经营,资金和人员一体运作,相当于新旧能源结婚了,但对于企业来说,利益最大化才是应该追求的,况且现在一般意义上的调峰根本不给钱,先当于新能源可以白嫖火电调峰能力,况且核电水电都白嫖几十年了,他们吃的少,五大发电也就忍了,新能源如果装机占比破30%,那再不想办法就不能忍了。
其实也很好解决,电厂花钱去买调峰容量,电网给每个企业一个实时虚拟发电量,你发不出来就花钱买调峰能力,减不下来也得花钱买将负荷能力,比如水电枯水季,电网给你一个负荷,发不出来,好,自己去市场上找火电给你发去。核电,用电量少了,让你减负荷你不减,上来就是核安全经济性一堆乱七八糟的东西,自己花钱找人替你减负荷去。
或者你觉得我上面那种实时电力交易市场目前技术达不到,那至少要在电力集团内部做平衡,比如中广核,长江电力这种新能源核电水电装机多的,给他划定一个调峰能力,必须满足调峰能力才允许继续扩张新能源产能,要么自己去找五大电力买煤电资产,要么自己掏钱建。
国内现在各地弃风弃光的现象严重,所谓的绿电都被称为脏电了。就是因为风电光电企业都是靠天收,自己没有平抑峰谷的能力,完全靠白嫖火电的调峰能力,然后还要抢火电的市场份额,这种策略根本不可能支持绿电的持续性发展。
火电行业本来就被议价煤和官方电价搞得日子没法过了,本来水电、核电也在白嫖,但是人家的份额小,供电也相对稳定,对于调峰的需求不是太大。而风电、光电的势头太猛,对调峰能力的要求又特别大,就不能不解决这个问题。最好能按供电份额和,水核风光供电企业按供电容量和调峰需求向火电企业购买调峰服务,否则不允许建设或不允许上网。现在研究的那些化学储能效率太低,安全性又差,很不靠谱。
欧洲电网2009年以前是六大电网分散经营,2009年后形成高度集成化互联电网。欧洲电网的结构特点是输配电网密度高、输送距离短,跨国电力交易频繁,电力配网市场成熟,智能电表大规模推广使用。投资政策有利于储能项目建设,峰谷电价套利有空间。举例丹麦,该国风光的总容量是火电总容量~60%,火电本身平抑峰谷的能力已够用,同时又建有强大的电力调配网络,可以灵活的与外网间调入调出电力。
欧盟的风电光电一样需要火电(煤、气)调峰,但是他们的交易市场更成熟合理,火电企业可以从新能源的发展获利,或者本来就是同一家企业的不同部门(风光火一体),欧洲电网统一以及用户集中也使其电网建设成本更少,所以他们的新能源发展更好。但是向法国这种火电能力弱的国家平抑峰谷的能力就差一些,更多的依靠电网调度,而德国、丹麦这种火电本身发达的国家,对电网调度的依赖则少一些。
许多国家?
除了你说的丹麦德国,再加上西班牙,还有几个欧盟国家的发电量靠风光撑着?
首先是体量不同,我国电网规模是洲级的,整个欧洲电网(不含俄罗斯和独联体国家)现在的规模也就中国一半左右,欧洲一个国家也就我国一个省网规模,而且未来这个差距还会更大。
所以在这个巨大体量下,即使有时候中国的每年的新能源装机量突飞猛进,也很难在发电占比的绝对数字中反映出来,叠加我国用电还处于中高速增长阶段,新能源达到如此高的占比还需时日。
但同时,欧洲也是通过一定措施来实现对高比例新能源发电的需求的,这个从各个电源的发电量占比就可以看出来,具体就是:依赖更具灵活性的天然气发电来实现新能源调峰需求。
从调峰能力来说,燃气机组无论是调峰深度和速度都明显优于燃煤机组。除了燃气机组之外,需求侧响应、水电等也对支撑新能源调峰需求有着较大帮助。同时,欧洲拥有北海风电这种优质资源,无论是总发电量还是出力的稳定性都比较不错。所以欧洲也具备了支撑更高比例新能源接入的手段和能力。
那代价是什么呢?
西欧本身天然气生产能力不足,需要大量的天然气进口,包括从陆上的俄罗斯方向和海上LNG的美国方向,由此也带来了欧洲部分国家能源对外依存度过高的情况。比如今年9月以来天然气全球价格的暴涨,已经影响波及欧洲多个国家,以英国为代表的新能源激进政策推行国家也面临电力紧缺和电价暴涨问题。
同样看一下,我国能源对外依存度是什么样子呢?
除了众所周知的石油,我国天然气的对外依存度也是年年攀升,并接近了50%,自给能力不足带来了严重的风险。相比于欧洲相对安逸舒适的外交环境,我国能源输送通道一旦出现问题,回旋余地更小。所以我国为了应对调峰需求,采取措施也包括了煤电灵活性改造、抽蓄以及需求侧等方法。对于煤电,即使进行了灵活性改造,调节能力也逊色于气电,但作为煤炭生产大国,至少可靠性是能够得到保证的(参考当前印度)。
所以一切发展皆有代价,谁都不能例外。
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